МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

ПРИКАЗ

23 сентября 2019 г.

Москва

О внесении изменений в описание типа на систему измерений количества и показателей качества нефти № 241 ТПП «ТатРИТЭКнефть» АО «РИТЭК»

Во исполнение Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утверждённого приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 ноября 2018 г. № 2346 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 8 февраля 2019 г. № 53732) (далее - Административный регламент), и в связи с обращением ТПП «ТатРИТЭКнефть» ООО «РИТЭК» от 19 августа 2019 г. № 2265 приказываю:

• 1. Внести изменения в описание типа на систему измерений количества и показателей качества нефти № 241 ТПП «ТатРИТЭКнефть» АО «РИТЭК», зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 73119-18, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Управлению государственного надзора и контроля (А.М. Кузьмину), ФГУП «ВНИИМС» (А.Ю. Кузину) обеспечить в соответствии с Административным регламентом оформление свидетельства с описанием типа средства измерений и выдачу его юридическому лицу

или индивидуальному предпринимателю.

• 3. Контроль за исполншшш-насхошцет^фвдаза^схавдящ^а собой

  Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии.

  Заместитель Руководителя

  С.С.Голубев

Сертификат: OOE1036EE32711E880E9E0071BFC5DD276

Кому выдан: Голубев Сергей Сергеевич

Действителен: с 08.11.2018 до 08.11.2019

<_____—______

Приложение к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «23» сентября 2019 г. № 2225

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти №241 ТПП «ТатРИТЭКнефть» АО «РИТЭК»

Система измерений количества и показателей качества нефти №241 ТПП «ТатРИТЭКнефть» АО «РИТЭК» (далее по тексту - СИКН) предназначена для автоматического измерения массы брутто нефти и определения по результатам лабораторных анализов массы нетто нефти при проведении учетных операций между ТПП «ТатРИТЭКнефть» и АО «Транснефть-Прикамье».

Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее по тексту - МПР). Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

Конструктивно СИКН состоит из входного и выходного коллекторов, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту -БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ), системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

На входном коллекторе СИКН установлены следующие средства измерений (СИ) и технические средства:

• - манометр для местной индикации давления.

БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (ИЛ) и одной резервной ИЛ.

На каждой ИЛ установлены следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:

-счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 200 (регистрационный № 13425-01);

• - преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-04) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-05);

• - преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-99);

• - преобразователь измерительный САПФИР-22М для местной индикации разности давления на фильтре сетчатом МИГ-Ф-100-4,0;

• - манометры и термометр для местной индикации давления и температуры.

БИК выполняет функции оперативного контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.

В БИК установлены следующие СИ и технические средства:

• - два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-05);

• - счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97 (регистрационный № 22214-01);

• - денсиметр SARASOTA модификации FD960 (регистрационный № 19879-00); -преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-04) в комплекте с

термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-05);

• - преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-99);

• - два пробоотборника автоматических «Стандарт-A» для автоматического отбора проб;

• - пробоотборник ручной «Стандарт-P» для ручного отбора проб;

• - манометры и термометр для местной индикации давления и температуры.

На выходном коллекторе СИКН установлены следующие СИ и технические средства:

• - датчик температуры 644 (регистрационный № 39539-08);

• - преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04);

• - манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) МПР и поверки установки трубопоршневой поверочной стационарной «ОЗНА-Прувер С-0,05» модели 100 по передвижной ПУ.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два измерительно-вычислительных контроллера OMNI-6000 (регистрационный № 15066-01 и 15066-04), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора, оснащенное монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

Поверку и КМХ МПР проводят с помощью блока ПУ, расположенного на одной площадке с СИКН и включающего в себя следующие СИ и технические средства:

-установка трубопоршневая поверочная стационарная «ОЗНА-Прувер С-0,05» модели 100 (регистрационный № 31455-06);

• - два преобразователя давления измерительных 3051 (регистрационный № 14061-10);

• - два датчика температуры 3144Р (регистрационный № 39539-08);

• - манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

• - автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);

• - автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);

• - автоматическое измерение температуры (°C), давления (МПа), объемной доли воды в нефти (%) и плотности нефти (кг/м³);

• - вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

• - поверку и КМХ МПР по блоку ПУ или по передвижной ПУ;

• - поверку стационарной ПУ по передвижной ПУ;

• - автоматический отбор объединенной пробы нефти;

• - регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;

• - защита информации от несанкционированного доступа.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения знаков поверки на СИ в соответствии с их методиками поверки.

Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.

К ПО нижнего уровня относится ПО измерительно-вычислительных контроллеров OMNI-6000, обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система измерительновычислительных контроллеров OMNI-6000.

К ПО верхнего уровня относится программа автоматизированного рабочего места, выполняющая функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, приема и обработки управляющих команд оператора, формирования отчетных документов.

ПО СИКН защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений измеренных (вычисленных) данных и метрологически значимой части ПО с помощью системы паролей, ведения внутреннего журнала фиксации событий. Уровень защиты ПО СИКН «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения СИКН

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Таблица 3 - Основные технические характеристики

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0215-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №241 ТПП «ТатРИТЭКнефть» АО «РИТЭК». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 24.05.2018 г.

Основные средства поверки:

-рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Госстандарта от 07.02.2018 г. № 256 в диапазоне расходов, соответствующему диапазону расходов СИКН;

- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

приведены в документе МН 353-2013 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 241 для учетных операций при транспортировке нефти на пункте приема-сдачи нефти ТПП «ТатРИТЭКнефть» ОАО «РИТЭК» и ОАО «СЗМН» ОАО «АК «Транснефть» с изменением №1, ФР. 1.29.2017.28749.

ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

Приказ Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости

Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 г. № 179 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений

Открытое акционерное общество «Нефтеавтоматика» (ОАО «Нефтеавтоматика»)

Адрес: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, 24

Телефон: +7 (347) 292-79-10, +7 (347) 292-79-11

Факс: +7 (347) 228-80-98, +7 (347) 228-44-11

E-mail: nefteavtomatika@nefteavtomatika.ru

Территориально-производственное предприятие «ТатРИТЭКнефть» Общество с ограниченной ответственностью «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» (ТПП «ТатРИТЭКнефть» ООО «РИТЭК»)

ИНН 6317130144

Адрес: 423040, Республика Татарстан, г. Нурлат, ул. Ленинградская, д. 16 Юридический адрес: 443041, Самарская обл., г. Самара, ул. Ленинская, д. 120а Телефон: +7 (84345) 2-45-00

Факс: +7 (84345) 2-45-06

Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)

Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а

Телефон: +7 (843) 567-20-10, 8-800-700-78-68

Факс:+7 (843) 567-20-10

E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru

Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа№ RA.RU.311366 от 27.07.2017 г.